Похожие презентации:
Оценка объемного притока жидкости из пласта в скважины при различных режимах работы пластов
1. 3. Оценка объемного притока жидкости из пласта в скважины при различных режимах работы пластов и технических характеристик
оборудования забоя скважин.4. Определение коэффициентов продуктивности скважин
по индикаторным диаграммам сложного вида.
Дисциплина «Скважинная добыча нефти» МГР12, МГР14
2.
Системные ошибки при определении объемного притока жидкости вскважину
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
Величина дебита скважины по жидкости определяется в условиях устья
скважины, а не забоя.
По мере движения продукции в стволе скважины происходит ее
гравитационное разделение ( в н г), что приводит к изменению состава
продукции скважины.
Объем жидкости притекающей из пласта в скважину зависит от количества
растворенного в жидкости газа (Рзаб Рпл).
Ошибки в определении производительности скважины приводят к ошибкам
в расчетах величин фильтрационных параметров пород ПЗП (h, , C1, C2 и
др.).
Величина производительности скважины может быть
искажена
поступлением в подъемник чуждых вод – по участкам негерметичности
конструкции скважины.
Для расчета величины коэффициента продуктивности скважины применяют в
основном линейную зависимость Qж=f( P):
Величину Рзаб и Рпл определяют путем пересчета динамического
(статического) уровня жидкости на соответствующее давление с большой
погрешностью. Это вносит ошибки в расчеты фильтрационных параметров
пород в ПЗП и удаленной от скважины зоне пласта.
3.
Действующие правила разработки месторождений и эксплуатации скважин сточки зрения производительности скважин
1. Для обеспечения условий рациональной разработки залежей и эксплуатации
скважин необходимо обеспечить:
• минимальный уровень Рзаб добывающих скважин, исключающий возможные
смятия колонн и нарушения целостности цементного камня за ЭК;
• допустимую скорость фильтрации жидкости в ПЗП (разрушение горных пород);
• допустимые дебиты скважин или депрессии (образование водяных или
газовых конусов, песчаных пробок);
• допустимый максимальный газовый фактор по скважинам (в условиях газовой
или газоводяной репрессии на пласт).
2. При исследовании скважин:
• проверяется техническое состояние скважины и установленного
оборудования (герметичность цементного камня, ЭК и НКТ, состояние ПЗП,
загрязненность ствола скважины, подача насосов, работа установленных на
глубине клапанов и др.);
• проверяется соответствие параметров работы оборудования добывным
возможностям скважин и заданному технологическому режиму;
• оценивается надежность оборудования, МРП оборудования и скважины;
• получают информацию для планирования и установления технологической
эффективности ремонтно-восстановительных работ.
4.
Виды индикаторных линийЛинейная
Св.газа нет
Нелинейная
Св.газ есть
Серповидная
Св.газа очень много
5.
6.
3. Приток флюидов в скважину соответствует серповидной индикаторной линиипроцессе разработки и эксплуатации скважин возникают многочисленные процессы,
вызывающие изменение фильтрационных свойств ПЗП;
Основной механизм поражения пласта в прискважинной области - блокировка части
внутрипорового пространства твердыми частицами (обломками) и флюидами и
деформация скелета пористой среды под действием депрессии в ПЗП;
В условиях деформации пород ПЗП изменения пустотности (пористости) горной
породы значительно меньше, чем изменение проницаемости. Следствие – сильное
уменьшение проницаемости по жидкости и, наоборот, резкое увеличение
проницаемости по газу.
Оценка добывных возможностей скважин может быть получена на основе среднего
значения составляющей проницаемости по давлению в области влияния скважины:
где f(p)— составляющая относительного изменения проницаемости, зависящая от
эффективного давления (депрессия) ;
• Для определения фактического дебита скважины в формулу Дюпюи вводят
дополнительное слагаемое S(P) - скин, зависящий от давления
, где
S0 - скин скважины при условии притока однофазной продукции, - коэффициент
изменения скин-фактора.